Сетевое научное издание

Современные проблемы науки и образования

ISSN 2070-7428

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,936

Сложные горно-геологические условия полуострова Ямал предъявляют особые требования к проведению гидродинамических исследований скважин с целью определения оптимального дебита газоконденсатных скважин.  Оптимизация технологических режимов эксплуатации добывающих скважинвлияет непосредственно на разработку Бованенковского месторождения с целью контроля добычи газоконденсата в период нарастающей добычи.  В данной работе представлено обоснование в выборе технологического режима эксплуатации скважин.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (БНГКМ) введено в эксплуатацию в 2012 году, изначально эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин ведется под контролем современных автоматизированных систем управления за технологическими режимами эксплуатации скважин. Сегодня БНГКМ находится на этапе нарастающей добычи. В настоящий момент здесь введено в эксплуатацию 358 добывающих скважин с режимом постоянного оптимального дебита. Выбор режима неслучаен, его цель– обеспечить необходимый объем добычи газа.

Благодаря применению гидродинамических исследований легко определить оптимальный технологический режим работы газоконденсатных скважин[1,2]. Исследования проводятся на различных режимах с увеличением значений депрессий. Выбор технологическогорежима эксплуатации скважин также зависит от типа вскрываемой газовой и газоконденсатной залежи,  начального пластового давления, температуры, состава пластового газа, прочности пород и других факторов[4].

Газодинамические исследования проводились в эксплуатационных скважинах, в обсаженном стволе с открытым окончанием. При получении фонтанного притока пластового флюида проводилась отработка до достижения установившегося режима работы скважины и очистки забоя скважины от механических примесей и технической воды[3].

Скважины исследовались на 5-ти прямых и 2-х обратных режимах через штуцеры диаметром 12–19 мм. Продолжительность работ на режиме измерялась от 1 до 4 часов. Измерения давления и температуры на ДИКТе проводились с помощью автономного прибора РДА-И2 с разрешающей способностью 0,002%, на буфере, в затрубном и межколонном пространстве.

Анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления в процессе нарастающей добычи показал, что наблюдается очисткапризабойных зон скважин, загрязненных при вскрытии продуктивных отложений.

Результаты, полученные при исследовании скважины на газоконденсатность, приведены в таблице 1. По ним составляются графики зависимостей потенциала С5+ в добываемом газе от депрессии на пласт и углеводородных элементов извлекаемого газа (рисунок 1). Экстраполяция кривых до нулевой депрессии даст искомые величины потенциала С5+ в пластовом газе и состава пластового газа.

Таблица 1

Результаты исследований скважины на газоконденсатность пласт ТП7-11, скв. №5712

Диаметр штуцера, мм	Депрессия на пласт, %	Потенциал С5+, г/м3	Дебит газа, тыс.м3/сут	Состав добываемого газа, мол.%
				СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	С5+
12,7	15,5	4,5	370	82,85	4,36	1,88	0,3	0,52	2
15,85	221	3,0	550	82,81	4,29	1,84	0,29	0,48	1,75
19,05	26	2,8	745	82,81	4,19	1,79	0,28	0,46	1,35
22,19	34	2,5	923	81,32	4,31	2,03	0,31	0,67	1,28
25,40	41	2,0	1098	79,68	4,47	2,23	0,33	0,85	1,34
22,19	34	2,5	926	81,32	4,31	2,03	0,31	0,67	1,28
19,05	26	2,8	746	82,81	4,19	1,79	0,28	0,46	1,35

 

Рис.1. График зависимости дебита газа отдепрессии на пласт ТП7-11.

В настоящий момент объектами эксплуатации являются пласты ТП1-6 и ТП7-11. Скважины эксплуатируются в режиме поддержания постоянного оптимального дебита.

Выбор данного технологического режима позволяет обеспечить постоянный уровень добычи, тем самым равномерно распределить проектную мощность установки комплексной подготовки газа на весь период разработки. В режиме поддержания постоянного оптимального дебита должна регулярно повышаться депрессия на пласт, так как снижается пластовое давление.

В дальнейшем необходимо отказаться от данного технологического режима, так как эксплуатация приведет к нарушению коллекторских свойств пласта[5]. В основном  рекомендуется эксплуатировать скважины  в режиме постоянной максимальнодопустимой депрессии.

Как и следовало ожидать, данный режим характеризуется падением забойного давления и дебита газоконденсатной скважины. Однако в критической точке происходит перелом кривой дебитов нестабильного конденсата, характеризующих зависимость добываемой конденсатной продукции от давления в стволе скважины. Забойное давление становится меньше давления насыщения, конденсат выпадает и остается на забое скважины.

В данной работе рекомендуем перевести фонд газоконденсатных скважин, вскрывших пласт ТП7-11 с высоким содержанием конденсатана, в режим постоянного забойного давления. В настоящий момент 34 скважины Бованенковского НГКМ разрабатывают пласт ТП7-11. Общая добыча конденсата составляет 102 тонны продукции в сутки. Режим позволяет увеличить общий показатель добычи газоконденсата в период нарастающей добычи:

                                                       (1)

                                               (2)

где: а и в – коэффициенты фильтрационного сопротивления, атм2/(тыс.м3/сут.) и атм2/(т.м3/сут.)2; Рпли Рз - пластовое и забойное давление, МПа; Q – дебит газовой скважины, тыс.м3/сут. 

Рис.2 .Индикаторная кривая для газоконденсатной скважины

Зависимость дебита от забойного давления приведена на рисунке 2. На индикаторной кривой можно выделить два участка: пологий соответствует однофазной фильтрации в пласте, второй – крутой соответствует выпадению конденсата в пласте. Выпадение конденсата в призабойной зоне пласта резко ухудшает продуктивность скважины.

Выводы

1. Выбор данного режима позволяет увеличить общий коэффициент извлечения конденсата (КИК) в период нарастающей добычи за счет поддержания забойного давления. Благодаря построению индикаторной кривой можно определять давления начала конденсации по результатам исследования скважин.

2. Результаты расчета накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости показали, что дальнейшая разработка пласта ТП7-11 Бованенковского НГКМ на режиме постоянного забойного давленияэффективна, так как увеличивается объем извлекаемого конденсата.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г.Тюмень.